Период до распада СССР. После окончания Великой Отечественной войны до начала 50-х годов строительство

После окончания Великой Отечественной войны до начала 50-х годов строительство нефтепроводов велось в очень ограниченных масштабах. В частности, в 1946 г. был продлен до Комсомольска-на-Амуре нефтепровод Оха-Софийск.

В последующем, до середины 60-х годов нефтепроводы строились, в основном, в Урало-Поволжье и Закавказье. В этот период, например, были построены трансконтинентальные нефтепроводы Туймазы-Омск (впервые применены трубы диаметром 530 мм), Туй-мазы-Омск-Новосибирск-Иркутск диаметром 720 мм и длиной 3662 км, нефтепроводы Альметьевск-Горький (первая нитка), Альметьевск-Пермь, Ишимбай-Орск, Горький-Рязань, Тихорецк-Туапсе, Рязань-Москва и ряд других. Необходимо отметить, что в 1955 г. был введен в эксплуатацию первый «горячий» нефтепровод Озек-Суат-Грозный диаметром 325 мм и протяженностью 144 км; по нему впервые в нашей стране стали перекачивать нефть после предварительного подогрева.

В 1964 г. был пущен крупнейший в мире по протяженности (5500 км вместе с ответвлениями) трансевропейский нефтепровод «Дружба», соединивший месторождения нефти в Татарии и Куйбышевской области с восточно-европейскими странами (Чехия, Словакия, Венгрия, Польша, Германия).

Открытие крупнейших месторождений нефти в Западной Сибири в корне изменило приоритеты трубопроводного строительства. Транспортировка нефти из данного региона до существовавших промышленных центров была крайне затруднена. Расстояние от месторождений до ближайшей железнодорожной станции составляло более 700 км. Единственная транспортная магистраль - реки Обь и Иртыш - судоходны не более 6 месяцев в году. Обеспечить транспортировку все возрастающих объемов нефти мог только трубопроводный транспорт.

В декабре 1965 г. было завершено строительство и введен в эксплуатацию первый в Сибири нефтепровод Шаим-Тюмень диаметром 529-720 мм и протяженностью 410км. В ноябре 1965 г. начато и в октябре 1967 г. завершено строительство нефтепровода Усть-Балык-Омск диаметром 1020 мм и протяженностью 964 км (в США трубопроводов такого диаметра еще не было). Осенью 1967 г. начато и в апреле 1969 г. завершено строительство нефтепровода Нижневар-товск-Усть-Балык диаметром 720 мм и протяженностью 252 км. В последующие годы на базе западно-сибирских месторождений были построены трансконтинентальные нефтепроводы Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск (1973 г.), Александровское-Анжеро-Судженск-Красноярск-Иркутск (1973 г.), Нижневартовск-Курган-Куйбышев (1976 г.), Сургут-Горький-Полоцк (1979-81 гг.) и ряд других.

Продолжалось строительство нефтепроводов и в других регионах. В 1961 г. на месторождениях Узень и Жетыбай (Южный Мангышлак) были получены первые фонтаны нефти, а уже в апреле 1966 г. вступил в строй нефтепровод Узень-Шевченко длиной 141,6 км. В дальнейшем он был продлен до Гурьева (1969 г.), а затем до Куйбышева (1971 г.). Ввод в эксплуатацию нефтепровода Узень-Гурь-ев-Куйбышев диаметром 1020 мм и протяженностью около 1500 км позволил решить проблему транспорта высоковязкой и высокозастывающей нефти Мангышлака. Для этого была выбрана технология перекачки с предварительным подогревом в специальных печах. Нефтепровод Узень-Гурьев-Куйбышев стал крупнейшим «горячим» трубопроводом мира.

Были продлены нефтепроводы Альметьевск-Горький и Туймазы-Омск-Новосибирск на участках соответственно Горький-Ярославль-Кириши и Новосибирск-Красноярск-Иркутск.

На других направлениях в 1971-75 гг. были построены нефтепроводы Уса-Ухта-Ярославль-Москва, Куйбышев-Тихорецкая-Новороссийск и др., в 1976-80 гг. - нефтепроводы Куйбышев-Лисичанск-Одесса, Холмогоры-Сургут, Омск-Павлодар и др., в 1981-85 гг. -нефтепроводы Холмогоры-Пермь-Альметьевск-Клин, Кенкияк-Орск, Красноленинский-Шаим, Тюмень-Юргамыш и др.

На момент распада СССР общая протяженность сети магистральных нефтепроводов составляла свыше 70 тыс. км. Координацией и оптимизацией их работы занималось Главное управление по транспорту и поставкам нефти (Главтранснефть). В состав Главтрансиефти входили 16 управлений магистральными нефтепроводами, специализированное управление пусконаладочных работ, дирекция по строительству трубопроводов, экспедиционный отряд подводно-тех-нических работ и другие подразделения.

Современное состояние

Современное состояние системы нефтепроводного транспорта России сложилось, с одной стороны, в ходе ее постепенного развития на протяжении последних 50 лет, а с другой, в результате разделения единой системы нефтеснабжения на национальные подсистемы при распаде СССР.

Первоначальный, достаточно длительный период, когда нефтепереработка была сосредоточена в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х годов. Его итогами были, как правило, локальные сети нефтеснабжения Волго-Уральского региона, сформированные нефтепроводами диаметром до 500 мм и небольшой протяженности, а также первый экспортный нефтепровод «Дружба -I».

С момента открытия и начала разработки нефтяных месторождений Западной Сибири основной концепцией стало размещение нефтепереработки в местах массового потребления нефтепродуктов, отдаленных от мест добычи на тысячи километров. Такая стратегия потребовала сооружения сверхдальних нефтепроводов диаметром 1020... 1220 мм, которые в основном определяют нынешний облик нефтепроводного транспорта России и стран СНГ.

После распада СССР в остальных странах оказались локальные нефтепроводы, либо транзиты, обслуживающие Россию.

Современная сеть нефтепроводов России, по которым нефть различных месторождений поступает на отечественные НПЗ и на экспорт, составлена из трубопроводов следующих направлений (рис. 12.1):

- северо-западного направления (Альметьевск-Горький-Рязань-Москва; Горький-Ярославль-Кириши);

- «Дружба» (Куйбышев-Унеча- Мозырь-Брест; Мозырь-Бро-ды-Ужгород; Унеча-Полоцк-Венспилс);

- западного направления (Усть-Балык-Курган-Уфа- Альметьевск; Нижневартовск-Курган-Куйбышев; Сургут-Горький-Полоцк);

- восточного направления (Александроское-Анжеро-Суд-женск-Красноярск-Иркутск);

- южного направления (Усть-Балык-Омск-Павлодар);

- юго-западного направления (Куйбышев-Лисичанск-Кременчуг-Херсон; Куйбышев-Тихорецк-Новороссийск; Тихорецк-Туапсе).

Управление российскими нефтепроводами осуществляет акционерная компания «Транснефть», образованная по Указу Президента РФ от 17.11.92 № 1403 и Постановлению Совета Министров РФ от 14.08.93 № 810. Совет директоров компании назначается Правительством РФ в составе: президент АК «Транснефть», три представителя государства (от Минтопэнерго, Госкомимущества и Госкомитета по антимонопольной политике) и три генеральных директора крупнейших предприятий нефтепроводного транспорта.

Рис. 12.1. Схема трубопроводов АК "Транснефть"

Функциями АК «Транснефть» являются: централизованное управление поставками, учет ресурсов нефти, ведение перекачки нефти по транзитным нефтепроводам, управление нештатными ситуациями, контроль технологической дисциплины и управление централизованными средствами.

В состав Компании входит 10 нефтепроводных предприятий:

Балтнефтепровод (г. С.-Петербург)

Верхне-Волжские МНП (г. Новгород)

Дружба (г. Брянск)

МНП Центральной Сибири (г. Томск)

Приволжские МНП (г. Самара)

Северные МНП (г. Ухта)

Северо-Западные МНП (г. Бугульма)

Сибнефтепровод (г. Тюмень)

Транссибирские МНП (г. Омск)

Уралсибнефтепровод (г. Уфа)

Черноморские МНП (г. Новороссийск),

институт по проектированию магистральных трубопроводов Гипротрубопровод, Центр технической диагностики, а также предприятия Подводтрубопроводстрой, Стройнефть и Связьнефть.

Нефтепроводные предприятия большинства государств, ставших независимыми после распада СССР, фактически продолжают координировать свою деятельность с Компанией.

По состоянию на 1 января 2000 г. АК «Транснефть» эксплуатирует 46,7 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 393 нефтеперекачивающие станции, 867 резервуаров общей емкостью 12,7 млн. м^:!. Магистральные трубопроводы диаметром 800... 1220 мм составляют более половины протяженности трубопроводов системы и обеспечивают транспорт 97 % добываемой в России нефти. Средний диаметр нефтепроводов АК «Транснефть» составляет свыше 800 мм; средняя дальность перекачки равна 2300 км; 20 % действующих нефтепроводов базируется на месторождениях нефти в Западной Сибири.

Действующие нефтепроводы имеют достаточно солидный «возраст»: до 20 лет эксплуатируются 45,7 % из них, от 20 до 30 лет -29 %, свыше 30 лет - 25,3 %. В связи с этим актуальными являются вопросы их обслуживания и ремонта. Практически весь комплекс профилактических и ремонтно-восстановительных работ на всех объектах магистральных нефтепроводов Компания выполняет собственными силами и средствами. В состав нефтепроводных предприятий входят 190 аварийно-восстановительных пунктов, 71 ремонтно-восстановительная колонна для выполнения капитального ремонта линейной части, 9 центральных (региональных) баз производственного обслуживания и ремонта и 38 баз производственного обслуживания. Созданный в мае 1991 г. Центр технической диагностики к 1995 г. обеспечил диагностику 25 % магистральных нефтепроводов, что обеспечило их своевременный ремонт во избежание аварий.

В табл. 12.1 приведены сведения о крупнейших нефтепроводах в системе АК «Транснефть». Для сравнения в табл. 12.2 дана информация о крупнейших нефтепроводах в различных странах мира. Как видно из сравнения табл. 12.1 и 12.2, крупнейшие нефтепроводы мира сосредоточены, в основном, в нашей стране. А сама система нефтепроводов АК «Транснефть» является уникальной и не имеет аналогов в мире.

Перспективы развития нефтепроводного транспорта России связаны с осуществлением проектов транзита нефтей Тенгизского месторождения (Казахстан) к Черному морю, экспорта нефтей Республики Коми и Архангельской области через новый терминал на Финском заливе Балтийского моря, а также экспортом нефтей Восточной и Западной Сибири в Китай и другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР).

Первый из этих проектов реализуется Каспийским трубопроводным Консорциумом (КТК), учрежденным правительствами Казахстана, Султаната Оман и России.

В соответствии с достигнутым соглашением построен нефтепровод диаметром 1020 мм протяженностью 1580 км и нефтеналивной причал в районе Новороссийска. Вкладом России и Казахстана являются уже построенные участки нефтепровода, Оман финансирует новое строительство с привлечением кредитов.

Проектная пропускная способность нефтепровода и терминала 62 млн. т/год. Она соответствует максимальному развитию добычи в Западном Казахстане в ближайшие 20 лет с учетом подключения месторождений Карачаганак, Жоножол и добычи в Прикаспийских районах России.

Таблица 12.1 Крупнейшие нефтепроводы в системе АК "Транснефть"

При минимальном объеме поставки 8,3 млн. т/год капитальные вложения окупятся за 9 лет.

Второй проект связан с обеспечением прямого выхода на экспорт более 10 совместных предприятий, добывающих нефть в Республике Коми и Архангельской области. Одновременно решается стратегическая задача формирования нового экспортного направления на Балтийском море.

На первом этапе предполагается использовать мощности нефтепровода Ярославль-Кириши и построить новый нефтепровод диаметром 720 мм, пропускной способностью 7 млн. т/год в район северного побережья Финского залива, используя на этом этапе морской терминал Котка и нефтеперерабатывающий завод в Порвоо (Финляндия).

На втором этапе предусматривается сооружение российского наливного причала в Приморске и строительство нового нефтепровода пропускной способностью 20 млн. т/год от г. Торжок (ответвление от действующего нефтепровода Сургут-Полоцк). Это обеспечит прямой выход нефти Республики Коми и Архангельской области на экспорт в Северную Европу.

Организационно весь проект предполагается оформить в виде консорциума с финансированием международными институтами под гарантии поставок нефти по данному направлению.

В рамках третьего проекта решается задача выхода на рынки сбыта нефти в Китае, Корее, Японии и других странах АТР. Трасса нового нефтепровода диаметром 900 мм и длиной 2400...2550 км будет начинаться в районе Иркутска, обогнет с юга озеро Байкал и пересечет территорию Монголии. 30 нефтеперекачивающих станций обеспечат транспортировку в Китай около 30 млн. т нефти в год.

Поиск по сайту: